Электроснабжения участка ЖД

№ п/п

Характерные точки

I_{d cpi,} А

t_i, минI_{d cpi*}t_i,

1

1-2

230

1,75

402,5

2

2-3

260

2,10

546,0

3

3-4

190

6,25

1187,5

№ п/п

Характерные точки

I_{d cpi,} А

t_i, минI_{d cpi*}t_i,

1

4-5’

150,0

4,0

600,0

2

5’-6’

117,5

6,5

763,8

3

7’-8’

135,0

6,0

810,0

4

8’-9’

110,0

6,3

693,0

5

9’-10’

100,0

1,6

160,0

6

10’-11’

70,0

8,7

609,0

7

11’-12’

29,0

3,3

95,7

8

12’-13’

9,0

1,5

13,5

№ п/п

Характерные точки

I_{d cpi,} А

t_i, минI_{d cpi*}t_i,

1

4-5

160,00

4,0

640,0

2

5-6

140,0

2,5

350,0

3

7-8

217,5

5,8

1261,5

4

8-9

255,0

6,5

1657,5

5

9-10

267,5

1,0

267,5

6

10-11

280,0

9,8

2744,0

7

11-12

260,0

2,4

624,0

8

12-13

240,0

1,5

360,0

№ п/п

Характерные точки

I_{d cpi,} А

t_i, минI_{d cpi*}t_i,

1

13-14’

230,0

2,5

575,0

2

14’-15’

225,0

4,0

900,0

3

15’-16’

202,5

7,5

1518,8

4

16’-17’

190,0

2,7

513,0

5

17’-18’

175,0

5,0

875,0

6

18’-19’

125,0

3,2

400,0

7

19’-20’

90,0

3,8

342,0

8

20’-21’

75,0

1,2

90,0

9

21’-22’

65,0

1,2

78,0

10

22’-23’

45,0

2,5

112,5

11

23’-24’

15,0

4,0

60,0

№ п/п

Характерные точки

I_{d cpi,} А

t_i, минI_{d cpi*}t_i,

1

13-14

240,0

2,5

600,0

2

14-15

260,0

4,0

1040,0

3

15-16

280,0

7,5

2100,0

4

16-17

300,0

2,7

810,0

5

17-18

320,0

5,0

1600,0

6

18-19

280,0

3,2

896,0

7

19-20

265,0

3,8

1007,0

8

20-21

190,0

1,2

228,0

9

21-22

310,0

1,2

372,0

10

22-23

327,5

2,5

818,8

11

23-24

462,5

4,0

1850,0

№ п/п

Характерные точки

I_{d cpi,} А

t_i, минI_{d cpi*}t_i,

1

24-25

290,0

3,5

1015,0

2

25-26

280,0

7,5

2100,0

№ п/п

Характерные точки

I_{d cpi,} А

t_i, минI_{d cpi*}t_i,

1

1-2

165

3,0

495,0

2

2-3

165

2,5

412,5

3

3-4

155

2,0

310,0

4

4-5

165

7,0

1155,0

№ п/п

Характерные точки

I_{d cpi,} А

t_i, минI_{d cpi*}t_i,

1

5-6’

155

0,3

46,5

2

6’-7’

120

9,6

1152,0

3

8’-9’

135

4,0

540,0

4

9’-10’

115

4,0

460,0

5

10’-11’

80

8,0

640,0

6

11’-12’

40

4,0

160,0

7

12’-13’

20

6,0

120,0

Таблица 9. Значения средних токов и временных интервалов для ТП В (правое плечо)

Таблица 10. Значения средних токов и временных интервалов для ТП В (левое плечо)

Таблица 11. Значения средних токов и временных интервалов для ТП A (правое плечо)

Таблица 12. Значения средних токов и временных интервалов для ТП А (левое плечо)

Определим расход энергии, приходящейся на плечи питания тяговых подстанций ТПА, ТПВ, ТПС (по формуле 3). Для режима с минимальным межпоездным интервалом W_{пл Nо} = 68 (пар поездов в сутки) и для интенсивного месяца W_{пл Nр}=64 (пары поездов в сутки), среднегодовым размерам движения N_ср =56.

Для тяговой подстанции ТПА (левое плечо):

Результаты расчётов сведём в таблицу 13:

Таблица 13 - Расход электроэнергии

3. Определение мощности тяговой подстанции

Наибольшая эффективность капиталовложений по тяговым подстанциям достигается при обеспечении оптимального срока службы понизительных трансформаторов. Оптимальный срок службы ограничивается сроком морального старения, который для трансформатора равен 25 годам. Срок службы в общем случае определяется износом изоляции, который зависит от значения и продолжительности рабочее температуры обмоток и масла и имеет накапливаемый характер.

При недостаточной мощности трансформатора старение изоляции происходит быстрее, возникает необходимость затраты средств на преждевременную его замену. При завышенной мощности трансформатора срок его службы превысит время морального износа, и дополнительные капиталовложения на излишнюю установленную мощность окажутся необоснованными.

Таким образом, задача выбора мощности трансформатора является, по существу, проблемой экономической.

Расчет мощности трансформаторов следует начинать с определения длительности повышенной интенсивности движения поездов после предоставления окна в графике движения для ремонта пути - Т_вос. Эта длительность для двухпутного участка может быть найдена по формуле:

 (5)

где DN - разность между N_им и N_ср;

Т_ок - перерыв в движении поездов, 4 часа.

.

Т. к. значение Т_ВОС получилось нулевое, принимаем Т_ВОС=4 часа.

По разложенной кривой поездного тока при двустороннем питании или непосредственно по кривой поездного тока при одностороннем питании можно найти среднее значение фидерного тока от одного поезда и квадрат его значения.

Среднее значение поездного тока и среднее значение его квадрата (квадрат эффективного тока) может быть найдено по формулам:

, (6)

, (7)

где  - среднее значение тока за рассматриваемый промежуток времени ;

- время хода поезда по фидерной зоне.

По формуле (6) определим средние значения поездных токов:

;

;

;

;

;

;

;

.

Таблица 14. Значения средних поездных и квадратов эффективных токов

В результате расчетов по формулам (6) и (7) были найдены значения средних поездных токов и значения квадратов эффективных токов для четного и нечетного путей, присоединенных к выводу «а» трансформатора расчетной подстанции -  и присоединенных к выводу «в» - .

Зная средние и эффективные значения поездных токов, отнесенных к фидеру, находим средние и эффективные токи фидеров от всех нагрузок.

При однотипных поездах эти величины находятся по формулам:

средние токи:

, (8)

при двустороннем питании:

 (9)

где - наибольшее число поездов в фидерной зоне.

Величина  определяется по формуле:

. (10)

По формуле (10) определим:

(поездов);

(поездов);

(поездов);

(поездов).

Определим средние токи фидеров по формуле (8):

При :

;

;

При :

;

;

При :

;

;

Определим квадраты эффективных токов фидеров по формуле (9):

При :

При :

При :

Сведём результаты расчетов в соответствующие таблицы.       

Таблица 15 - Средние токи фидеров расчётной подстанции

Таблица 16 - Эффективные токи фидеров расчетной подстанции

По формулам (8), (9) были определены средние токи всех фидеров расчетной подстанции рис. 1: ,,,, а так же квадраты эффективных токов ,,,.

Рис. 1. Расчетная схема для определения нагрузки фидеров тяговой подстанции

Для двухпутного участка средние токи плеч можно определить:

. (11)

Квадраты эффективных токов плеч определяются как:

. (12)

По формуле (11) определим средние токи плеч питания:

При N=N₀:

;

При N=N_СР:

;

При N=N_ИМ:

;

По формуле (12) определим квадраты эффективных токов плеч питания:

При N=N₀:

.

При N=N_СР:

При N=N_ИМ:

Полученные результаты занесём в таблицу 17.

Таблица 17. Средние токи плеч питания и квадраты эффективных токов

Токи обмоток «а» и «с» в предположении, что углы сдвига фаз средних нагрузок на обоих плечах равны, определяются по формулам:

. (13)

Как видно из таблицы 17, наибольшие значения величин ,,, получаются при N= N₀, поэтому токи обмоток  и  определим только для N= N₀:

.

За максимальный эффективный ток обмотки принимается больший из токов или , поэтому в данном случае:

.

Эквивалентные по нагреву масла токи обмотки при том же предположении могут быть найдены по формуле:

. (14)

По этой же формуле находят эквивалентный по нагреву масла ток обмотки при заданных размерах движения , подставляя в нее ,,,, рассчитанные для этих размеров движения, и ток - в период восстановления нормального графика после окна. В этом случае ,,, определяются для увеличения в отношении  размеров движения.

По формуле (14) определяем:

.

Чтобы найти ток  необходимо определить величины, приведенные в формулах (8), (9), (11) и (12), для увеличения в отношении  размеров движения.

Определим средние токи фидеров по формуле (8):

;

;

Определим квадраты эффективных токов фидеров по формуле (9):

Таблица 18. Средние и эффективные токи фидеров (для увеличенных размеров движения)

По формуле (11) определим средние токи плеч питания:

;

По формуле (12) определим квадраты эффективных токов плеч питания:

.

Определим ток :

.

Для дальнейших расчетов выбираем по каталогу мощность трансформаторов . В качестве базовой принимаем ее равной 50 МВА (два трансформатора по 25 МВА).

Мощность трансформатора, которую допустимо использовать для тяги , определяется по формуле:

, (15)

где - коэффициент участия районной нагрузки в максимуме.

По формуле (15) для определяем:

.

Для дальнейших расчетов принимаем .

По мощности  найдём соответствующий ей номинальный ток:

. (16)

где .

По формуле (16) находим:

.

По мощности  находим так же отношения:

 (17)

По формуле (17) определяем:

Средняя интенсивность износа изоляции обмотки трансформатора в сутки предоставления окна:

; (18)

где

; (19)

где  - температура окружающей среды в период восстановления нормального движения;

- базовая температура наиболее нагретой точки обмотки, при которой скорость расчетного износа витковой изоляции соответствует сроку службы трансформатора, условно принятого за единицу ;

1/⁰С;

; (20)

. (21)

где:

. (22)

В формулах (20), (21) и (22):

(a, b, g, h) - постоянные в выражениях, аппроксимирующих зависимости разности температур обмотки - «масло» и «масло - окружающая среда» (они равны a=20,5; b=2,5; g=39,7; h=15,3 ⁰С);

() - при переменном токе - среднее время хода поезда по фидерной зоне поездов основного типа в четном и нечетном направлениях;

 - тепловая постоянная времени масла; можно принять равной 2,5 ч для трансформаторов мощностью до 32 МВА и 3,5 ч - для трансформаторов большей мощности.

По формулам (18), (19), (20), (21) и (22) определяем:

;

;

;

;

.

Согласно исследованиям, выбор мощности трансформатора по току  (в предположении, что износ изоляции происходит только в период восстановления нормального движения после окна) может привести к ее занижению не более чем на 8%.

Поэтому необходимая расчетная мощность может лежать в пределах  и , равных:

. (23)

По формуле (23) находим:

.

Так как по стандартной шкале мощность трансформаторов, выбранная по  и , одна и та же, то на этом выбор трансформатора по износу заканчивается.

Тип и характеристики выбранного понизительного трансформатора для тяговых подстанций переменного тока приведены в таблице 19.

Таблица 19. Характеристики понизительного трансформатора тяговой подстанции переменного тока 220 кВ

Выбранные по износу изоляции трансформаторы должны быть проверены по максимально допустимому току и максимально допустимым температурам обмотки и масла.

Обозначим выбранную по каталогу, исходя из интенсивности износа изоляции, мощность трансформаторов через . Тогда ток, соответствующий располагаемой мощности для тяги, находится как:

 (24)

Максимальная кратность нагрузки при выбранной мощности трансформатора  определяется для суток с предоставлением окна.

Расчёт таких суток базируется на замене реального графика эквивалентным двухступенчатым. Для условий проекта:

 (25)

При таком соотношении следует принять:

 (26)

Максимальная температура масла может быть определена по формуле:

 (27)

Максимальная температура обмотки определяется как:

 (28)

По формулам (27) и (28) определим:

В нормальных условиях заданные размеры движения должны быть обеспечены при работе одного трансформатора:

 (29)

 (30)

где - ток, соответствующий мощности, которая может быть использована для тяги при работе одного трансформатора.

По формулам (29) и (30) определим:

Проверки показали, что тип трансформатора выбран правильно и он подходит для установки.

4. Расчет сечения проводов контактной сети и выбор типа контактной подвески

Тяговая сеть (контактные подвески и рельсы, используемые электропоездами и электровозами в качестве обратного провода) является единственным звеном системы электроснабжения, не имеющим резерва. Именно поэтому к схемам ее питания предъявляются повышенные требования.

Задача определения экономичных значений расстояний между тяговыми подстанциями и сечений проводов контактной сети достаточно сложна, так как эти величины между собой взаимно связаны и должны определяться совместно. Задача упрощается, если требуется определить экономичное сечение проводов контактной сети при заданном расстоянии между подстанциями или экономичное расстояние между подстанциями при заданном сечении проводов.

В данном пункте рассчитывается экономичное сечение проводов контактной сети для межподстанционной зоны AB и BC при раздельной и узловой схемах питания.

Исходными данными являются тяговый расчет и расходы электроэнергии от одного поезда для подстанций по плечам питания.

Сечение контактной подвески в медном эквиваленте определяется по формуле:

,     (31)

где B₀ - годовые потери энергии в проводах данной фидерной зоны, кВт×ч / Ом×год.

С_э - стоимость единицы электроэнергии, руб./кВт×ч.

Для определения годовых потерь электроэнергии в проводах В₀ следует воспользоваться формулами для расчета потерь энергии в проводах контактной сети.

,   (32)

где DW_т - потери энергии за расчетный период Т=24 ч, кВА∙ч;

r_п - сопротивление контактной сети, Ом/км;

l - длина фидерной зоны, км.

При раздельной работе путей В₀ и S_м определяются для каждого пути отдельно.

Потери электроэнергии за время Т в этом случае для каждого пути можно найти без учета влияния соседнего пути по формуле:

,      (33)

где r_п - активное сопротивление одного километра контактной сети одного пути, Ом/км;

W_т - расход энергии на движение поездов по фидерной зоне за период Т, определяемый в соответствии с формулой 3;

St_т - суммарное время потребления энергии всеми поездами за период Т при проходе фидерной зоны;

St - суммарное время занятия всем расчетным числом поездов фидерной зоны период Т.

Годовые потери электроэнергии составляют:

.         (34)

Подставляя W_т из формулы (34) при однотипных поездах, получаем:

.       (35)

Вычисляем расход электроэнергии на движение поездов по первому и второму пути межподстанционной зоны АВ:

Далее для раздельной схемы питания находим удельные потери электроэнергии для первого пути В₀₁ и для второго пути В₀₂ по формуле (35):

Соответственно по формуле (31), сечения контактных подвесок 1-го и 2-го путей в медном эквиваленте на межподстанционной зоне АВ:

;

.

Результаты расчетов для межподстанционных зон АВ и ВС сведены в таблице 20.

Таблица 20. Удельные потери электроэнергии и экономическое сечение в медном эквиваленте для раздельной схемы

После определения сечения контактных подвесок в медном эквиваленте S_мэ стандартное сечение подвески выбирается по справочной литературе.

Сечение усиливающего провода находим из выражения:

 (36)

где S_п - сечение выбранной подвески, мм²

Итак, для раздельной схемы питания на основе расчетов для межподстанционных зон АВ, ВС принимаем в качестве контактной подвески ПБСМ 70+МФ 100+А185.

Для узловой схемы годовые потери энергии в проводах данной фидерной зоны при однотипных поездах определяются по формуле:

. (37)

При этом суточный расход электроэнергии определяется из выражения:

,   (38)

где W_1т и W_2т - расход энергии за расчётный период от всех поездов по первому и второму пути, кВА×ч.

Удельный расход электроэнергии для МПЗ ВС при узловой схеме питания находится как:

Сечение для узловой схемы будет определяться:

Остальные расчеты сводим в таблицу 21.

Таблица 21 - Потери электроэнергии при выбранном сечении

Таким образом, для узловой схемы питания на основе расчетов для межподстанционных зон АВ, ВС принимаем в качестве контактной подвески ПБСМ 70+МФ 100+А185.

Параметры контактной сети приведены в таблице 22.

Таблица 22 - Параметры контактной подвески при рельсах Р75

I_Д - взят из данных программного комплекса «КОРТЭС»

5. Проверка выбранного сечения проводов контактной сети по нагреву

Методика проверки контактной сети на нагрев заключается в сравнении расчетного эффективного тока фидера с допустимой нагрузкой подвески, значения которой приведены в таблице 22.

Расчётный эффективный ток фидера находится для самого тяжёлого режима работы, таким режимом является пропуск максимально возможного числа поездов при раздельной схеме питания двухпутного участка. Для проверяемой фидерной зоны строим график движения поездов с минимальным интервалом попутного следования . После чего, используя метод непрерывного исследования, строим кривую тока наиболее нагруженного фидера. Построенные кривые тока представлены в Приложении 2.

Для построения графика движения, необходимо найти расстояние , которое поезд проходит за время :

, (39)

где  - время хода поезда по фидерной зоне длиной ,.

Значение расчётного эффективного тока фидера находится из выражения:

, (40)

где  - среднее значение тока на интервале (в пределах которого ток меняется незначительно), А.

По формуле (39) определяем:

.

Проверку по нагреванию проводов будем выполнять для самой нагруженной фидерной зоны, то есть для четного пути ТПВ - ТПС.

По кривой тока определяем расчетные значения тока фидера и интервалы времени, соответствующие этим значениям. Полученные величины заносим в таблицу 23.

Таблица 23 - Расчетные токи фидера и интервалы времени

По формуле (40) находим:

.

Для подвески марки ПБСМ-70 + МФ-100 + 4Р75 по таблице 22 допустимый ток .

.

Проверка показала, что данный тип подвески можно использовать в рамках курсового проекта.

6. Проверка выбранных параметров тяговой системы электроснабжения по пропускной способности

Для определения пропускной способности фидерной зоны необходимо найти среднее напряжение на пантографе электровоза за время хода поезда по лимитирующему блок-участку при максимальной нагрузке зоны поездами по формуле:

, (41)

где - среднее выпрямленное напряжение, приведенное к номинальному напряжению на токоприемнике электровоза, кВ;

- номинальное напряжение на шинах тяговой подстанции, 25 кВ;

 - средние потери выпрямленного напряжения, кВ.

Среднее значение потери напряжения на токоприемнике расчетного электровоза за время хода по межподстанционной зоне:

,  (42)

где n - количество мгновенных схем;

- потеря напряжения до токоприемника выбранного поезда в i - й мгновенной схеме, кВ.

По приложению 1 расчётным участком является МПЗ ТП В-ТП С.

при раздельной схеме соединения:

, (43)

 (44)

 (45)

 (46)

при узловой схеме соединения:

 (47)

 (48)

(49)

где  - расстояние от ТП до расчетного поезда (индекс i₁ относится к расчетному поезду;

 - расстояние от ТП до поезда j;

I_j - ток поезда j;

n₁, n₂ - максимальное число поездов на зоне соответственно по 1-му и 2-му путям;

 - приведенное эквивалентное сопротивление контактной подвески, Ом/км.

Взаимное сопротивление для всех сечений проводов равно 0,14 Ом/км.

Приведенное сопротивление тяговой сети одного пути двухпутного участка:

, (50)

где  - активное сопротивление тяговой сети одного пути двухпутного участка (берется из таблицы 22), ;

 - реактивное сопротивление тяговой сети одного пути двухпутного участка (берется из таблицы 22), .

Действительный интервал минимального попутного следования определяется по формуле:

,    (51)

где -время движения поезда под током внутри интервала , ,

t_п - время выбега и торможения, когда электровоз не потребляет тока.

Пропускная способность участка определяется по формуле:

.          (52)

Чтобы найти потери напряжения , находим методом равномерных сечений, (Приложение 3), координаты и значения нагрузок для четного и нечетного путей. Полученные значения представлены в таблицах 24, 25.

Таблица 24. Координаты и значения нагрузок четного пути (ТПВ-ТПС)

Таблица 25. Координаты и значения нагрузок нечетного пути (ТПВ-ТПС)

Произведем расчет для раздельной схемы (t₁):

;

Аналогично рассчитаем мгновенные схемы t₂-t₅, результаты сведём в таблицу 26.

Таблица 26. Потери напряжения до расчетного поезда для момента времени t₁ на двухпутном участке при раздельной схеме питания.

Для раздельной схемы питания сечение подвески марки ПБСМ70+МФ100+А185 проходит проверку по пропускной способности, т.к. возможности подвески позволяют провезти 70 пар поездов, когда необходимо всего 68.

Произведем расчет для узловой схемы:

;

Аналогично рассчитаем мгновенные схемы t₂-t₅, результаты сведём в таблицу 27.

Таблица 27. Потери напряжения до расчетного поезда для момента времени t₁ на двухпутном участке при узловой схеме питания.

Для узловой схемы питания сечение подвески марки ПБСМ70+МФ100+А185 проходит проверку по пропускной способности, т.к. возможности подвески позволяют провезти 77 пар поездов, когда необходимо всего 68.

7. Расчет токов короткого замыкания

Любое короткое замыкание (аварийный режим) в тяговой сети переменного тока сопровождается большими токами, что создает условия для пережога контактного провода. Для уменьшения вероятности пережогов контактного провода необходимо иметь быстродействующую защиту.

Для правильного выбора защиты от токов короткого замыкания необходимо оценивать максимальные и минимальные токи короткого замыкания.

На участке переменного тока минимальный ток КЗ определяется по выражению:

,      (53)

где U_н - номинальное напряжение на шинах тяговой подстанции, кВ;

 - мощность короткого замыкания, берется из исходных данных, МВА;

 - номинальная мощность одного трансформатора тяговой подстанции, МВА;

U_к% - напряжение короткого замыкания (паспортные данные трансформатора);

l_кз - расстояние от подстанции до места короткого замыкания (в данном случае место установки поста секционирования, т.е. l_кз=20 км);

r_тс, x_тс - активное и индуктивное сопротивление 1 км тяговой сети, зависящее от схемы соединения проводов контактной сети.

Для выбора уставки защит фидеров необходимо найти их максимальные рабочие токи:

для раздельной схемы:

,   (54)

- для узловой схемы:

, (55)

где  и  - максимальное число поездов, которое может находится в фидерной зоне соответственно на первом и втором путях;

 и - средние значения разложенных поездных токов для нечетного и четного направлений.

Средний ток поезда вычисляется по формуле:

, (56)

где W - расход энергии на движение одного поезда по соответствующему пути;

U_р = 25 кВ для дорог переменного тока.

Ток срабатывания защиты  отстраивается от максимального рабочего тока линии с учетом броска тока при самозапуске двигателей:

, (57)

где - коэффициент, при использовании реле РТ-40, равный ;

- коэффициент возврата реле,  (для реле РТ-40);

- коэффициент запаса, ;

- максимальный рабочий ток линии.

Максимальный рабочий ток линии определяется по следующей формуле:

, (58)

где - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, равный 1,5;

- номинальная мощность понижающего трансформатора, ;

- номинальное напряжение вторичной обмотки НН трансформатора.

Для раздельной схемы питания межподстанционной зоны первого пути токи короткого замыкания определяются:

Для узловой схемы питания межподстанционной зоны первого пути токи короткого замыкания определяются:

Определим максимальный ток фидера для раздельной схемы:

Определим максимальный ток фидера для узловой схемы:

В качестве защиты для ввода напряжения 27,5 кВ тяговой подстанции используем максимальную токовую защиту.

По формулам (57) и (58) определяем:

,

.

Находим токи от которых будет отстраиваться защита:

- для узловой схемы:

.

для раздельной схемы:

.

Уставки защиты должны быть выбраны так, чтобы удовлетворять неравенствам:

, (59)

Проверяем условие:

- для узловой схемы:

.

для раздельной схемы:

.

Условие проверки выполняется, следовательно, в качестве защиты для ввода напряжения 27,5 кВ тяговой подстанции можно использовать максимальную токовую защиту.

8. Экономические расчеты и выбор оптимального варианта размещения тяговой подстанции

Для осуществления вариантов системы тягового электроснабжения, отличающихся количеством, размещением и мощностью тяговых подстанций, площадью сечения контактной сети, схемой внешнего электроснабжения, требуются разные по объему капиталовложения (стоимость строительно-монтажных работ, материалов и оборудования). В соответствии с этим принципом оптимальным признается вариант, для которого приведённые ежегодные затраты минимальны.

Осуществляя технико-экономические расчеты, обычно учитывают только те составляющие капитальных вложений и эксплуатационных расходов, которые различны для сравниваемых вариантов. При сравнении вариантов системы электроснабжения, сличающихся количеством и мощностью подстанций и сечением контактной сети в капитальных затратах учитывают только стоимость тяговых подстанций, постов секционирования, пунктов параллельного соединения и контактной сети главных путей.

Срок окупаемости для устройств железнодорожного транспорта принимается равным 8 лет.

Приведенные ежегодные расходы определяют из выражения:

,       (60)

где C - ежегодные эксплуатационные расходы по рассматриваемому варианту;

E_н - коэффициент эффективности; величина, обратная нормированному сроку окупаемости, при Т_н=8 лет, Е_н=0,125 или Е_н%=12,5%;

k_i - капитальные вложения по элементам данного варианта;

a_i - соответствующие им амортизационные квоты. Капиталовложения k_i определяются по следующим элементам:

)        затраты на сооружение контактной сети k_кс;

)        затраты на сооружение постов секционирования k_пс;

)        затраты на сооружение тяговых подстанций k_тп;

Капиталовложения для раздельной схемы на двухпутном участке определяются по формуле:

 (61)

где  - стоимость 1 км выбранной подвески КС двух путей при раздельной схеме, тыс. руб./км, определяется как сумма стоимости 1 км КП, НТ и усиливающего провода. Это сумму нужно умножить на два т.к. участок двухпутный;

l - длина фидерной зоны, км.

Капиталовложения для узловой схемы, реализуемой путем установки на фидерной зоне поста секционирования составляют:

,       (62)

где - стоимость 1 км подвески двух путей;

- стоимость поста секционирования;

Определим величину потерь энергии в контактной сети для сравниваемых схем.

для раздельной схемы годовые потери энергии:

,      (63)

где  - соответственно годовые потери для первого и второго путей;

 - соответственно погонные активные сопротивления первого и второго пути при раздельной схеме соединения.

при узловой схеме:

, (64)

где  - годовые потери энергии, определенные для узловой схемы;

 - сопротивление контактной сети при узловой схеме соединения проводов.

Ежегодные эксплуатационные расходы определяются по выражению:

, (65)

где - стоимость электрической энергии.

Определим стоимость 1 км подвески двухпутного участка:

Стоимость постов секционирования для узловой схемы равна:

Стоимость тяговых подстанций равна:

Определим капиталовложения для раздельной схемы:

Определим капитальные затраты для узловой схемы:

Определим годовые расходы электроэнергии для раздельной схемы питания:

Определим ежегодные эксплуатационные расходы для раздельной схемы:

По формуле (60) определим приведённые ежегодные расходы для раздельной схемы:

.

Определим годовые расходы электроэнергии для узловой схемы питания:

Определим ежегодные эксплуатационные расходы для узловой схемы:

По формуле (60) определим приведённые ежегодные расходы для узловой схемы:

.

Сравнивая полученные значения приведенных ежегодных затрат на эксплуатацию, можно сделать вывод, что наиболее экономичной является раздельная схема соединения проводов контактной сети.

Заключение

В данном курсовом проекте по электроснабжению участка электрифицируемой железной дороги были обеспечены планируемые размеры движения: пропуск требуемого числа поездов с установленными весовыми нормами, скоростями и интервалами движения. Также произведен выбор основных параметров системы тягового электроснабжения: мощности тяговых трансформаторов подстанций, схемы питания тяговой сети, марки и сечения проводов контактной сети.

Выбранные параметры тяговой сети и тяговых подстанций обеспечивают заданные размеры движения причем соблюдается допускаемый уровень напряжения на токоприемниках электроподвижного состава, температуры нагрева проводов. Выбранная защита от токов короткого замыкания в тяговой сети обеспечивает безаварийную ее работу.

По окончанию выполнения курсового проекта была определена оптимальная по затратам схема питания и секционирования, обеспечивающая заданные размеры движения. Раздельная схема признана оптимальной, её приведённые ежегодные расходы составили 363,84 млн. руб.

Список литературы

1. Марквардт К.Г. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. - М.: Транспорт, 1982.

. Справочник по электроснабжению железных дорог. Т. 1 / Под ред. К.Г. Марквардта. - М.: Транспорт, 1980.

. Справочник по электроснабжению железных дорог. Т. 2 / Под ред. К.Г. Марквардта. - М, Транспорт, 1981.

. Правила устройства системы тягового электроснабжения железных дорог Российской Федерации. - М., 1997.

. Мамошин Р.Р., Зимакова А.Н. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. Учебник для техникумов. М.: Транспорт, 1980. - 296 с.

. Виноградова Л.В., Раевский Н.В., Яковлев Д.А., Г.В. Коробков Требования к оформлению текстовых документов: Методическое пособие по выполнению дипломного проекта для студентов специальности «Электроснабжение железнодорожного транспорта». - Чита: ЗабИЖТ, 2003 - 52 с.

© 2003 - 2022 «Библиофонд»

Обратная связь

Пользовательское соглашение

Политика конфиденциальности

Полная версия

Помощь по учебным работам

Консультация по курсовой работе

Консультация по дипломной работе ВКР

Консультация по реферату

Консультация по отчетам о практике